系列微生物快速测试瓶技术在长庆油田的应用

随着微生物技术的快速发展,油田大规模推广微生物技术需要研发适合油田现场和员工操作的便捷方法,测试瓶技术以其实用方便、环保经济的优势成为首选的方法。在油田现场,选取系列纯菌和注入混合样品,规模化实际样品测试由中国石油大学(北京)研制的系列测试瓶,结果表明SRB,DSV,EBX,XXG,PMA,IB系列测试瓶对特征微生物响应性敏感、特异和专一,满足现场无菌条件差、工作量大、快速检测和安全环保的要求。

长庆油田含油污水处理剂效果分析

污水处理后回注地层的注水开发模式已成为目前油田开发的常用手段,回注水的水质必须要满足各项指标的要求,因此对地层采出的含油污水处理工艺分析研究,已成为各联合站采油厂的重点工作。分析了目前采油厂含油污水处理的工艺流程,评价了选用的絮凝剂、杀菌剂和缓蚀阻垢剂三种处理剂的污水处理效果,并通过实验分析不同加药量浓度下的处理效果。实验分析结果表明,三种药剂能满足目前含油污水处理的工艺需求,并得到了三种药剂最佳的加药浓度,以有效的指导现场处理工艺。

长庆油田黄3区长8特低渗油藏二氧化碳驱油与埋存先导试验

为了评价CO2驱在长庆油田特低渗油藏中的适应性及应用潜力,中国石油长庆油田进行了CO2驱油与埋存先导试验技术研究,取得了令人满意的初步效果。在综合对比周边气源条件、油藏条件、现场道路及CO2试运输的基础上,确定姬源油田黄3区长8油藏为先导试验区块。该区块油藏规模大,油藏条件具有达到混相驱的条件,周边气源丰富,现场道路条件好,属于低渗透开发早期油藏,但水驱开采效率低,开发效果逐年下降。先导试注效果显示:在CO2驱的作用下,黄3区长8油藏部分油井的日产液量及日产油量明显上升,且含水率下降。与水驱注入压力相比较,CO2注入压力无明显上升,且不随注入量的多少而变化,说明黄3区长8油藏具有较好的CO2注入性和良好的吸气能力。同时结果表明,所选取的CO2注入参数设计基本合理,CO2驱具有进一步在长庆油田推广的良好前景。然而,由于CO2注入压力较水驱上升幅度较低,原方案的周期注气方式、注入速率及注入压力上限等仍有实行进一步优化的空间。此外,为了提升试验效果,可逐步扩大试验规模,以便CO2驱试验在长庆油田范围内的整体性评价分析。

姬塬油田长8油藏水平井提高采收率试验进展及效果研究

针对姬塬油田H57区长8油藏水平井储层物性差、见效率低,有效驱替系统难以建立,且受超前注水及裂缝影响,七点井网腰部易见水、治理难度大的问题。借鉴元284井转变开发方式的成功经验,按照“综合补能、体积压裂[1]”的理念,通过对罗平27井开展压前补能与细分切割体积改造试验,实现补能、造缝、蓄能、换油四重目标,提高单井最终可采储量,为后期区域规模实施提供技术支撑。

姬塬油田浅层高效油藏识别方法的应用

鄂尔多斯盆地油藏埋深浅、储层孔渗条件好,具备较高的经济开发效益,但由于姬塬油田勘探开发程度高,目前尚未发现的浅层高效油藏存在隐蔽性强、油藏规模小、局部富集高产等特征,常规的勘探评价方法难以满足实际效益建产需求。因此,本文立足于生产实践,以老井复查为基础,创新形成了5项关键技术:目标区预测技术、精细砂体刻画及预测技术、精细测井二次解释技术、有利区优选技术、措施井优选评价技术。建立了浅层高效油藏识别技术序列,应用此技术序列成功勘探开发了G179长2油藏,达产年井均产能3.4 t。结果表明,浅层高效油藏在有利区范围内取得了滚动建产效益好的成果。研究成果对于姬塬油田浅层高效油藏的勘探开发具备指导意义。

长庆油田CO_(2)驱气体组分监测系统研发与应用

国内外试验研究表明,CO_(2)驱在低渗透储层的有效动用和提高单井产量方面效果明显,可在水驱基础上提高采收率5%~15%。在CO_(2)驱提高采收率过程中,随着注入量的增加,油井见气问题突出,油井见气后对油井生产、地面集输系统安全造成较大影响,因此采出井气体组分监测数据对CO_(2)驱油气窜监测、系统安全至关重要。针对目前单机对单个气体组分检测成本高、套气压力变化造成检测误差较大以及一体机检测空间太小、多传感测试稳定性差、容易相互影响等问题,本文按照“一井一机多组分检测”的设计思路,优化装置结构,优选防爆壳体作为检测腔室,并采用气动自动增压装置,稳定套管气压力,研发了一套适合长庆油田CO_(2)驱井口套管气组分自动监测装置,并将数据上传至油区数字化SCADA系统,实现了远程在线监测功能。现场应用结果表明:该装置操作便捷,安全可靠;实现了一机单井四组分自动检测,最大可支持5口井套管气集输、组分数据采集和远传功能,监测误差均在10%以内,满足现场的实际工况需求。该监测系统研发对长庆低渗透油藏CO_(2)驱气窜防治和集输系统安全生产具有重要意义。

塔河油田单井注氮气采油技术现场应用

塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏经过多年开发后,底水锥进、油水界面抬升,剩余油主要以阁楼油形式富集。现场实践证实注氮气采油开发碳酸盐岩缝洞型油藏是可行的,能有效动用阁楼型剩余油,并且在实践中总结了注氮气采油的选井经验,建立了高效注气井分类模型,为同类碳酸盐岩缝洞型油藏开发提供了参考依据。注氮气采油技术是一种高效提高采收率的技术手段。

长庆白豹油田注水井结垢的防治

长庆白豹油田剖16井区注水2年后注水压力上升,注水量减小。注入水为富含SO42-(0.171 g/L)和HCO3-(0.366 g/L)的洛河层水;生产层长4+5和长3地层水则富含Ba2+和Sr2+(1.69和2.19 g/L)及Ca2+、Mg2+。用X射线能谱法检测,储层岩心中不含Ba2+、Sr2+。50℃下实测,注入水、地层水均不结垢,混合水中注入水和地层水体积比由2/8增至8/2时,硫酸钡锶垢生成量由0.0831 g/L增至0.332 g/L,碳酸钙垢生成量由0.169、0.182 g/L减至0.040、0.000 g/L,总结垢量由0.252、0.265增至0.373、0.332 g/L。集输系统垢样表面主要元素经测定为Ba、Sr、O、S,用X射线衍射法测得主要垢成分为Ba0.75Sr0.25SO4。按行业标准筛选出的含磷复合防垢剂YHS-1,当加量为20 mg/L时对硫酸钡垢的防垢率达75%。从2005-09-03起,在剖16井区按20 mg/L加量在注入水中连续投加YHS-1,注水压力下降并趋于稳定,注水量上升并趋于稳定,油井生产平稳,未出现因结垢而检泵的情况。

长庆姬塬油田黄3区CO2驱对采出原油物性影响

为深入研究CO2驱提高原油采收率方法对原油物性的影响,加深了解CO2驱油机理,为CO2驱现场试验效果分析提供理论依据,针对在长庆姬塬油田黄3区进行的CO2驱提高原油采收率现场试验,采用柱色谱法、气相色谱—质谱联用法等方法对长庆姬塬油田黄3区CO2驱油前后采出原油的物性变化进行了详细研究,重点考察了原油族组分含量、不同碳链烷烃含量、凝点、黏温曲线的变化情况。试验结果表明:注入CO2后,原油烷烃组分先减小后增加,非烃和沥青质组分先增加后减小;原油烷烃组分中轻质烷烃(C8—C16)先减小后增加,重质烷烃(C17—C40)含量先增加后减小;原油凝点先升高后降低,原油黏度低温(35℃)略有升高,高温下无明显变化。上述结果符合CO2混相驱油机理,原油物性的变化是由CO2抽提机理和CO2萃取机理共同作用的结果。通过上述研究,为CO2驱油机理的认识提供了数据支撑,为进一步制定提高CO2驱油效率方案提供了一定依据。

华庆油田分层注水工艺技术研究

华庆油田长6油藏属典型的超低渗透油藏,储层的孔喉半径较小,孔隙度、渗透率低,且高渗层、高渗带或微裂缝孔道发育,传统的笼统注水方式下,吸水不均,水驱动用程度低。为了丰富华庆油田的注水工艺技术,针对华庆油田低孔、低渗、高渗带、微裂缝发育等特点,研究并试验了多项分层注水工艺,取得了一定的效果。

姬塬油田分层集输治理对策与效果评价

姬塬油田采用多层系立体开发模式,叠合区块和多层合采普遍存在,场站配套不足,混层集输造成单井出油管线及下游站点结垢严重,部分站点结垢周期仅为1~3mon,给生产运行和安全环保风险管控造成较大困难。针对混层集输的问。题,开展站点系统改造、井组流向优化、分层卸油、无系统依托改拉油等多种措施,达到分层集输、分层处理、分层回注的目的,确保生产系统高效平稳运行。

姬塬油田西部区块采油工艺探讨

不同的油气藏类型和油气井井况,需要采用针对性的采油工艺,因此,采油工艺适应性的评价对油气高效开发具有重要的意义。以姬塬油田西部区块为例,分析了采油方式的选择方法,并探讨了常见的四种采油工艺的适应性,包括有杆泵(抽油机)采油、螺杆泵采油、电潜泵采油和水力泵采油技术。分析结果表明,有杆泵为姬塬油田西部区块最优的采油工艺方法。

超低渗储层微观孔隙结构及剩余油分布特征——以吴起油田白豹地区长4+5为例

储层的微观孔隙结构定性定量表征可以为油藏后期高效开发奠定地质基础。本次研究利用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞等实验手段,对吴起油田白豹地区长4+5超低渗储层的微观孔隙结构进行表征,并建立起研究区孔隙结构划分标准。在此基础上,制作真实砂岩模型,通过油水两相渗流实验反映孔隙结构好坏,通过微观可视化油水驱替实验对不同孔隙结构水驱后微观剩余油存在类型及成因进行分析。结果表明:Ⅰ类孔隙结构组合类型为粒间孔-溶孔,油水两相渗流特征最好,水驱后微观剩余油主要以小面积连片簇状形式存在,驱油效率为35%;Ⅱ类孔隙结构组合类型为溶孔-残余粒间孔,油水两相渗流特征接近Ⅰ类,储渗能力及水驱效果最好,驱油效率为43%,水驱后微观剩余油主要以簇状、环状形式存在;Ⅲ类孔隙结构组合类型为晶间孔-溶孔,其物性最差,油水两相渗流特征最差,驱油效率仅为21%,水驱后微观剩余油以连片簇状形式存在。研究区成岩作用及孔隙中的填隙物含量主要影响孔隙结构发育,从而影响不同孔隙结构在水驱过后的微观剩余油分布。

姬塬油田套损井隔水采油技术研究与应用

姬塬油田由于多年开发,油田综合含水逐渐上升,井筒腐蚀日趋严重,套损井数量不断增加,造成姬塬油田部分油藏注采井网失控、水驱动用程度降低、剩余油未能有效开采等问题,直接影响油水井正常生产及油田稳产,同时也给姬塬油田造成了巨大的经济损失。一方面,开展对Y211、Y341和桥塞等常规机械隔采工具进行原理分析和现场应用效果对比研究工作,得出其现场应用的缺陷性;另一方面,针对常规隔采工具的缺陷性,开展LEP长效封隔器隔采技术和软金属套管补贴技术研究与试验工作。通过研究及试验不同类型机械隔采工具的优缺点和适用范围,得出在不同工况下的套损井应用机械隔采工具治理套损井的有效措施,为姬塬油田套损井的治理及后期的稳产提供有力的技术支撑。

姬塬油田注聚井复合解堵技术研究与应用

针对姬塬油田大规模聚合物微球调驱后,长8超低渗油藏注聚水井高压欠注问题,提出“物理+化学”复合解堵增注思路,建立电脉冲复合解堵工艺技术。配套研发放电装置一次放电能量可达5 kJ,放电6~10次/分钟;配套解堵液稳定工作时间10 h以上,对现场聚合物溶解率达到87.4%。2022年现场试验2口井,平均单井降压4.3 MPa,累计增注超过5000 m3,有效期均在150 d以上。该技术的成功试验为超低渗油藏注聚井欠注治理提供新的技术对策。

采油企业推行“油公司”模式改革的探索与实践

近年来,中国石油在"油公司"模式改革方面进行了积极探索,形成了具有中国石油特色的"油公司"改革模式,为采油企业全面推广"油公司"模式建设提供了宝贵的理论指导和实践经验。为推进"油公司"模式改革在基层落实落地,长庆油田第五采油厂坚持问题导向,深入研判制约高质量发展的瓶颈难题,积极探索实践一系列符合采油厂实际情况和发展需要的改革举措,逐步构建并完善"油公司"模式下的新型采油厂,为推动油田高质量提供了有力支撑。

姬塬油田G60区分注工艺升级技术研究

姬塬油田G60区储层以钙质夹层、泥质夹层为主,夹层较薄,数量多,连续性差,层内储层物性差异大,造成水驱动用差异明显。近年来在精细单砂体刻画的基础上,加大了补孔分注力度,但是调配遇阻井较多(占比25.8%),2020年以来持续开展数字式波码分注工艺升级,分注合格率由56.9%上升到75.3%,对应油井见效率30.1%,单井日产油由1.7 t上升到1.9 t,综合含水率由38.8%下降到36.6%,效果改善明显。

采油厂地面集输工艺适应性探讨

现阶段,石油作为重要的能源之一,在社会发展过程中发挥着不可忽视的作用。随着社会化进步的进程逐渐加快,石油被大量进行开采,随之而来的就是我们国家的资源问题以及环境问题日益恶劣。近几年在采油厂进行采油的过程中都会出现一定的问题。为了能够进一步提高石油的开采效率和质量,以及对石油的利用率。针对采油厂地面集输的工艺,从最初对采油厂的投入到后期的整个维护的过程进行一定的分析探讨,在分析的过程中找出最佳的地面集输工艺。

石油工程中采油技术存在的问题及对策

我国是一个人口大国,对能源的需求量不断增加。近年来我国石油资源需求量较之从前有了明显提升,为满足石油供给需求,我国石油开采工程的数量也有了明显的增加。由于我国石油采油工程在技术层面存在的不足,导致各种各样的采油问题频频发生,对我国石油事业发展造成极大制约。基于这一情况要求我们对这些制约发展的问题给予充分重视,并且查找原因之后探究出行之有效的针对性策略。文章首先针对当下我国石油采油工程施工期间存在的技术性问题加以分析,并且提出几点可以对我国石油采油事业发展起到推动作用的应对措施,供采油从业人员参考。

石油工程采油技术的现状及其对未来的展望

我国社会的经济发展离不开石油的支持,我国各个工业行业在生产的过程中都会涉及石油能源的使用。石油供应量的稳定性不仅与我国经济发展有关,而且也关系着国人的生活条件。石油这种不可再生的资源对开采技术的要求较高,为有效保证石油能源的供应需求并提高石油能源的开采质量,本文对石油工程的采油技术的现状进行了分析并展望了其发展的未来。